储层敏感参数范文

储层敏感参数范文（精选7篇）

储层敏感参数 第1篇

1径向钻孔模型建立

以胜利油区垦西-三合村油田119井区为原型建立数值模拟模型, 纵向上划分为7个小层, 建立网格结点40×20×7共5 600个, 模拟油藏长800 m, 宽400 m, 总有效厚度平均为8.6 m, 拟合计算修正后的模型能较好地反映地下的实际情况, 在模型中通过设置灵活井的方式分别在储层条件较好的1、3、5小层进行径向钻孔, 每层各钻2个分支, 径向钻孔孔径40 mm, 分支长度为60 m。

2储层敏感参数关系研究

2.1地层原油黏度与布井极限厚度关系

在一定油价下, 只有当布井区域的有效厚度满足在此布井生产能够达到经济极限产油量时才会具有经济效益, 根据数值模拟计算, 当油价为70$/bbl时, 布井厚度应大于6.5 m, 通过公式回归, 建立油层有效厚度界限与累积产油量相关关系式, 可以看出累积产油量与布井有效厚度呈线性关系 (图1) , 回归公式为:

式 (1) 中, Q为累积产油量, h为油层有效厚度。

对于不同油性的油藏而言, 均存在一个厚度界限值, 当布井厚度小于此界限时, 径向钻孔开采将不具有经济效益。因此, 通过数模分别计算了不同原油黏度下的布井有效厚度界限, 同时考虑到油价的变化, 建立了不同油价下的油层有效厚度与黏度关系图版。

可以看出 (图2) , 随着原油黏度的增大, 地层流体流动能力减弱, 开发效果变差, 有效厚度界限逐渐增大, 以油价70$/bbl为例, 当地层原油黏度为300 m Pa·s、500 m Pa·s、800 m Pa·s、1 000 m Pa·s时, 布井有效厚度界限分别为3.1 m、4.4 m、5.6 m、6.3 m。通过公式回归, 建立了布井极限厚度与黏度相关关系式, 油价为70$/bbl时, 其回归关系式为:

式 (2) 中, h为布井极限厚度, μ为地层条件下原油黏度。

2.2储层渗透率与布井极限厚度关系

除地层原油黏度外, 储层渗透率的大小也是影响开发效果的关键因素, 根据计算结果, 当油价为70$/bbl时, 储层渗透率需大于50μm2, 才能满足经济极限产油量, 通过公式回归, 建立储层渗透率与累积产油量相关关系式, 可以看出累积产油量与储层渗透率呈对数关系 (图3) , 回归公式为:

式 (3) 中, Q为累积产油量, K为储层渗透率。

为研究储层渗透率对布井极限厚度的影响程度, 分别计算了不同油价、不同储层渗透率条件下布井有效厚度界限, 并依此建立相关关系图版。

可以看出 (图4) , 随着储层渗透率的增大, 开发效果变好, 有效厚度界限逐渐变小, 以油价70$/bbl为例, 当储层渗透率为200μm2、300μm2、500μm2、800μm2、1 000μm2时, 布井有效厚度界限分别为8.9 m, 8.0 m, 7.6 m, 6.8 m、6.4 m。通过公式回归, 建立了布井极限厚度与渗透率相关关系式, 油价为70$/bbl时, 其回归关系式为

式 (4) 中, h为布井极限厚度, K为储层渗透率。

2.3多参数间相互关系研究

由于影响径向钻孔开发效果的储层参数较多, 且各因素间的影响程度各异, 影响规律也不尽相同, 而在数模计算中只能一次实现“两两”参数间的优化, 为了综合对比多参数间的相互影响程度, 需要分别计算“两两”参数间的关系并进行汇总, 需要大量繁琐的计算统计过程, 为合理简化这一过程, 考虑利用数学的方法将前面所建立的“两两”参数间相互关系式进行归一化处理, 从而得到多参数之间的相互关系式, 遵循此思路, 建立了布井极限厚度与地下原油黏度和渗透率相关关系式, 以油价为70$/bbl为例, 公式为

式 (5) 中, h为布井极限厚度, μ为地层条件下原油黏度, K为储层渗透率。

根据上述研究建立了布井极限厚度与地层原油黏度和储层渗透率相关关系图版 (图5) , 以地下原油黏度1 000 m Pa·s为例, 储层渗透率为50μm2、100μm2、200μm2时, 布井有效厚度界限分别为9.9m、8.9 m、8.1 m, 将上述条件下的模型分别放入数模中计算, 所得到的布井极限厚度与模板中计算所得结果误差仅为0.3%, 因此认为该模板能够较好的与模型计算结果相拟合, 这将不仅能够大大减少繁琐的模型计算过程, 还能为同类型油藏径向钻孔开发提供合理的筛选标准。

3结论

1) 随着地层原油黏度的增大, 地层流体流动能力减弱, 开发效果变差, 有效厚度界限逐渐增大, 两者之间呈多项式二次方关系。

2) 随着储层渗透率的增大, 开发效果变好, 有效厚度界限逐渐变小, 两者之间呈对数关系。

3) 为更全面地对比多参数间的相互影响程度, 同时合理简化数模计算统计过程, 提出利用数学归一化思路将“两两”参数间相互关系式进行归一化处理, 得到多参数之间的相互关系式, 建立布井极限厚度与地层原油黏度和储层渗透率相关关系图版, 为同类型油藏径向钻孔开发提供合理的筛选标准。

摘要：深层低渗稠油油藏具有地质条件复杂、储量丰度低、经济效益差等特点, 采用常规稠油热采或冷采工艺均无法实现有效动用, 考虑径向钻孔技术具有定层位、定方位、定深度等技术优势, 建立基于径向钻孔方式下的数值模拟模型, 开展储层敏感参数间相互关系研究, 最终建立径向钻孔模型下的开发技术界限筛选图版, 为后期能否顺利实施径向钻孔提供合理筛选标准。

关键词：深层低渗稠油,径向钻孔,数值模拟,储层敏感参数

参考文献

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高台子储层敏感性评价 第2篇

油气储集层是石油地质、油气田勘探开发中的主要研究对象[1,2]。随着石油工业的发展,油气储集层的研究越来越重要。大量资料表明,高含水后期,尚存在大片水未波及的原始油区,即使在波及区平均残余油饱和度仍可达50%以上,因此,研究储层岩性和物性参数,继而提出提高采收率的方法,成为油田开发后期的重要课题。储层敏感性是储层伤害与保护的重要研究内容,为了防止污染损害储集层,只有对储层敏感性做出评价,才能在各个施工环节防止储层损害,保护好储层,达到科学开发油田的目的[35]。

1粘土矿物分析

高台子油层所含粘土矿物主要有伊利石、高岭石、绿泥石和少量伊蒙混层。其中,高Ⅰ层的伊利石相对含量为8%30%;高岭石为34%66%;绿泥石为14%44%;伊蒙混层为6%12%。高Ⅲ层的伊利石相对含量为15%64%;高岭石为0%40%;绿泥石为19%66%;伊蒙混层为6%28%。高Ⅰ层粘土矿物平均绝对含量为4.03,高Ⅲ层为3.48。

2储层敏感性评价实验

2.1速敏实验

为了了解储层渗透率变化与储层中流体流动速度的关系,并找到临界流速,进行了速敏性评价实验。实验结果见表1。

从表1中可以看出,高Ⅰ、高Ⅲ两个层位岩心的渗透率伤害率在12.9%37.0%之间,损害程度都属于弱速敏。速敏性评价曲线如图1,从图中可以看出在临界流速后,随着流速的增加,岩样渗透率不再出现明显变化,而成稳定状态。这说明岩样内部未固结的小颗粒很少,不会随着流速的增加而运移堵塞孔道。

2.2 水敏实验

为了研究膨胀、分散、运移的水敏过程及最终使储层渗透率下降的程度进行了水敏性评价实验,实验结果见表2。

从表2中可以看出,4块样品水敏指数在40%56%之间,平均水敏指数为44.78%,其中高I层和高Ⅲ层的水敏特征表现为中等偏强水敏,中等偏弱水敏。

2.3 盐酸酸敏实验

酸敏性评价实验的目的是检验岩样与盐酸、氢氟酸等接触后的反应产物对储层渗透能力的影响。盐酸酸敏实验结果见表3。

从表3中可以看出,位于高I、高Ⅲ岩心酸敏指数分别为7.1%、34.7%,根据酸敏性判断标准,二层损害程度为中等偏弱、强酸敏,在开采过程中要注意避免酸化采油。

2.4 盐敏实验

盐敏实验的目的是研究储层岩样在系列盐溶液的盐度不断变化条件下,渗透率变化的过程和程度,找出盐度递减系列盐溶液中渗透率明显下降的临界盐度,以及各种工作液在盐度曲线中的位置,实验结果见表4。

从表4中可以看出,6块岩心的临界盐度在3 578 mg/L5 367 mg/L之间。盐敏性评价曲线如图2所示,总体上岩样的渗透率随盐水矿化度下降而下降。在临界盐度以上,渗透率变化不大,这说明该储层对盐度较高的盐水,几乎没有什么盐敏性,其盐敏主要发生在临界盐度以下。

2.5 碱敏实验

碱敏性评价实验的目的是研究油层岩石与不同pH值盐水接触作用下岩石渗透率的变化过程,找出碱敏损害发生的条件(临界pH值)以及由碱敏引起的油层损害程度,为各种工作液pH值的确定提供依据。碱敏实验结果见表5。

从表5的数据结果可以看到,高I、高Ⅲ岩心的碱敏指数分别为43%、24%,根据碱敏性评价的判断指标可以确定它们分别属于中等偏弱、弱碱敏。

2.6 压敏实验

由于有效压力的变化,将导致储层中某些裂缝或孔隙闭合,造成地层渗透率下降,使储层开采条件变差,油井产能下降,且这种岩石孔隙形变往往是不可逆的,因此,对储层岩石进行压力敏感性研究,测定不同有效压力作用下岩石物性参数的变化特征,压敏实验结果见图3和图4。

由图3和图4可看出:两个层位的岩心渗透率随压力的变化曲线都比较平稳,渗透率并无较明显地降低;这说明高台子油层岩心渗透率随压力的增大下降幅度很小,因此在采油过程当中,压力的变化对该储层的采收率基本上无太大的影响。

3 结论

高台子油层的速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏和压敏的敏感性流动实验研究表明,高Ⅰ和高Ⅲ层速敏程度较弱;水敏特征分别表现为中等偏强和中等偏弱,临界盐度都在3 000 mg/L以上,水驱时应注意选择合适矿化度的盐水,特别是高Ⅰ层;酸敏损害程度分别为中等偏弱、强酸敏,在开采过程中避免对高Ⅲ层进行酸化采油;两个层位的碱敏程度均较弱,且岩心渗透率随压力的增大下降幅度很小,因此压力的变化对该储层的采收率基本上无太大的影响。

摘要：储层的敏感性特征分析和评价是各项油气保护工作的起始点和基础,为了研究高台子油层物理化学性质,对高Ⅰ和高Ⅲ层位的岩样进行了室内速敏性、水敏性、酸敏性、盐敏性、碱敏性及压敏性评价,从而判断该地区储油层是否存在速敏性、水敏性、酸敏性、盐敏性、碱敏性及压敏性,以及每一种敏感性的敏感程度。该研究成果可以使油田在开采过程中,采取有针对性的措施,保证油层不受伤害或少受伤害,从而保证油田的稳产和增产。

关键词：室内实验,敏感性,敏感性评价,储层损害

参考文献

[1]张绍槐,罗平亚.保护储集层技术.北京:石油工业出版社,1993

[2]徐同台,赵敏.保护油气层技术.北京:石油工业出版社,2003:30—36

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[4]陈丽华,姜在兴.储层实验测试技术.北京:石油工业出版社,1993:220—232

油气田储层敏感性试验评价 第3篇

1 酸敏

在酸液进入储层之后, 酸液与储层之中存在的酸敏性矿物产生了一定的反应, 从而出现沉淀或凝胶, 同时也有可能释放固体微粒, 大大降低了储层的渗流率, 这就是酸敏性。根据油气行业SY/T5358-94标准之中的相关规定, 应当根据如下公式计算酸敏指数:

上述公式中, Ia所代表的是酸敏指数;Kia所代表的是酸化后用地层水进行测定之后所得出的岩样渗透率;Ki所代表的是酸化前用地层水进行测定之后所得出的岩样渗透率。酸敏评价标准如表1所示:

绿泥石是储层之中主要的酸敏性矿物, 其是一种粘土性矿物, 为非膨胀性矿物, 但其对酸却比较敏感。本研究以某油气田为例, 测试其酸敏性, 本区储层之中, 绿泥石的相对含量约为82%, 绿泥石的绝对含量为约5%。1-1与2-1岩样的酸敏试验结果如表2所示:

从表2可以看出, 平均酸敏指数为0.1237。因此, 该储层属弱酸敏。

2 速敏

速敏性指的是, 由于流体的流动速度发生改变, 从而导致储层之中具有速敏性特征的矿物微粒发生移动, 这些矿物微粒造成孔隙喉道的堵塞, 造成储层的渗流率大大降低。速敏指数与渗透率伤害率是成正比的关系, 其与岩样临界流速 (Vc) 之间是成反比的关系。应当根据如下公式计算速敏指数:

上述公式中, Ic所代表的是速敏指数;Dk所代表的是渗透率伤害率;Kmax所代表的是岩样临界流速之前, 岩样渗透率的最大值;Kmin所代表的是岩样渗透率的最小值。

储层之中主要的速敏性矿物包括伊利石、高岭石。本研究以某油气田为例, 测试其速敏性, 本区储层之中, 高岭石的含量非常少, 伊利石的含量较多, 其相对含量约为8%, 其绝对含量为约0.5%。

1-2与2-2岩样的速敏试验结果如表4所示:

从表4中可以看出, 平均速敏指数为0.29。因此, 该储层属弱速敏。

3 结语

通过对油气田储层进行敏感性试验, 能够更好地分析油气田储层的实际状况, 从而有利于降低油气开采风险, 也有利于提高油气开采的效率。本文中的储层属弱酸敏、弱速敏。进行注水的过程中, 可以忽略酸敏、速敏所带来的影响。

摘要：油气能源是工业生产、人们日常生活中不可或缺的重要资源, 随着社会的发展以及工业化建设进程的不断加快, 我国对油气资源的应用范围逐渐扩大、需求量逐渐增多, 油气的勘探、开发对推动我国市场经济的发展有着十分重要的作用。本文笔者主要对油气田储层敏感性试验的相关问题进行了分析。

冷35块冷95井储层敏感性评价 第4篇

1冷35块储层基本性质

油品为稀油,地层条件下原油密度为0.784g/cm3, 原油黏度为4.7m Pa·s,20℃原油密度0.865 7~0.919 5g/cm3,平均为0.883 6g/cm3;50℃ 原油黏度20.8~ 26.9m Pa·s,平均为25.5m Pa·s;凝固点11~34℃,平均26.4℃;含蜡4.64%~16.26%,平均9.45%;胶质+ 沥青质13.72%~35.46%,平均20.17%。沙三段地层水水型为Na HCO3,地层水矿化度4 322~8 213mg/L, 平均总矿化度5 698.1mg/L。

岩石渗透率是反映储层损害状况最直接、最敏感的参数。表1为冷35块孔隙度、气体渗透率数据表。

2储层潜在损害因素分析

2.1储层敏感性矿物

易在流体作用下发生化学及物理变化,引起储层渗透性降低的矿物,称为储层敏感性矿物,分为黏土矿物和非黏土矿物。

冷95井3 013.50m为细-中粒砂状结构(图1), 泥质以黏土矿物为主,其中部分为高岭石。

由表2可知,从冷35块储层矿物粒度分析数据来看颗粒粒径较大,多为孔隙型胶结,微粒发生运移的可能性不大。冷35块储层岩心未发现大量含铁矿物,盐酸敏感性损害的可能性很小。

2.2岩石储渗空间

岩石储渗空间决定了储层岩石的储集性和渗透性。储渗空间不同的岩石,存在的潜在损害问题也不同。冷35块储层多为次生孔隙(10%),没有裂缝,面孔率17%,孔隙度较小,一旦造成损害,影响会很大。

3冷35块储层敏感性评价

储层敏感性评价贯穿于油气田的勘探与开发, 它是评价储层伤害并进行储层保护的重要依据。 研究储层敏感性对钻井液设计,及时发现油气层和进行油气层保护具有重要意义[1]。实验方法和评价标准按照SY/T 5358-1994《砂岩储层敏感性评价实验方法》执行[2]。

3.1速敏性评价

速敏性是指因流体流动速度变化引起储层岩石中微粒运移、堵塞喉道,导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。地层中产生微粒运移损害是化学和物理二种原因的结果。但是,就其状态而言,是一个受流速控制的运动过程。速敏性评价实验的目的在于了解流体流速的变化引起岩石颗粒运移时对油层渗透率的影响,并且评价储层速敏性损害的程度,确定临界流速,为后面的敏感性评价实验选择合理的流速提供依据[3]。

由表3可知,冷95井3 013.5m岩心速敏性渗透率损害值为6.94%,依据速敏损害程度指标,为弱速敏。随着实验流量的逐渐增大,岩心渗透率虽有下降,但不明显,没有明显的拐点,在注水过程中保持一定的配注量平稳注水即可。

3.2水敏性评价

水敏性评价实验的目的是详细了解渗透率下降程度及黏土膨胀、分散、运移的过程。

从表4可知,冷95井3 013.5m井段岩心水敏性损害程度为中等偏强。说明冷35块储层岩心遇淡水会发生膨胀,缩小孔隙空间,增大油流阻力,减小储层的渗透率,应该采取防膨措施。

3.3盐敏性评价

盐度评价以得到矿化度对渗透率的影响,为选择注入液矿化度提供依据。

由表5可知,当盐水矿化度从5 000mg/L下降到2 500mg/L时,岩心渗透率下降幅度较大,超过了10%。实验结果,当某一矿化度点的渗透率较上一点下降10%以上时,取上一矿化度点为临界矿化度, 所以冷35块冷95井储层注入流体临界矿化度为5 000mg/L。

3.4酸敏性评价

酸敏评价实验的目的在于了解准备用于酸化的酸液是否会对地层产生伤害及伤害的程度, 以便优选酸液配方[4]。砂岩储层酸溶失率在20%~30% 之间为最佳。

由表6可知,不同浓度的盐酸对冷35块储层岩心的溶失率都比较小,在10%或10%以下,单纯用盐酸酸化冷35块储层效果不会太好。不同浓度的土酸对冷35块储层岩心的溶失率都比较大,其中12% 盐酸+3%氢氟酸的溶失率在最佳范围内,可以使用酸化。

由表7可知,冷35块岩心盐酸酸敏指数约等于零,为弱酸敏或无酸敏;土酸酸敏指数偏大,酸敏性损害中等偏弱,这是因为岩心中含少量方解石或碳酸盐斑点,反应后产生的钙离子遇氢氟酸生成沉淀,堵塞在岩心孔隙中,损害岩心渗透率。

3.5应力敏感性评价

应力敏感性有双层含义:常规条件下储层物性与原地条件下物性测定值之间的差异;井下条件时,当有效应力改变时物性随应力而变化的特性。 岩石所受净应力改变时,孔喉通道变形、裂缝闭合或张开,导致岩石渗流能力发生变化的现象,该种敏感性损害现象主要发生在疏松砂岩或裂缝型储层。应力敏感性实验就是模拟围压条件考察岩样孔隙度和渗透率随有效应力的变化关系,考查不同应力状态下孔隙空间的变化范围[4,5]。

由表8可知,当净围压增大时,岩心渗透率下降,冷95井3 013.50m岩心应力敏感性渗透率损害率为89.16%,应力敏感性损害程度为强损害,当净围压增大时,渗透率损害系数出现明显的拐点,临界应力为1.5MPa,因此在开发时一定要保持地层压力。

4结论

综合敏感性评价实验结果,冷35块冷95井3 013.5m井段储层为弱速敏, 水敏性损害程度为中等偏强,临界矿化度为5 000mg/L,盐酸酸敏指数约等于零,为弱酸敏或无酸敏,土酸酸敏指数偏大,酸敏性损害中等偏弱,应力敏感性损害程度为强损害。

摘要：通过对冷35块冷95井储层的物理性质、岩石成分及储层中的流体性质和注水过程中可能造成的损害进行分析研究,对冷95井3 013.5m储层潜在敏感性作出系统评价。结果表明,冷35块冷95井3 013.5井段储层为弱速敏,水敏性损害程度为中等偏强,临界矿化度为5 000mg/L,盐酸酸敏指数约等于零,为弱酸敏或无酸敏,土酸酸敏指数偏大,酸敏性损害中等偏弱,应力敏感性损害程度为强损害。

关键词：储层,敏感性,评价

参考文献

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致密储层敏感性测试与评价方法探讨 第5篇

1.1 使用范围

我国在1994年制定SY/T5358-94《砂岩储层敏感性评价实验方法》规范储层敏感性实验, 2002年对该标准进行修订为SY/T 5358-2002《储层敏感性流动实验评价方法》。SY/T5358-2002标准适用于空气渗透率大于110-3µm²的碎屑岩及碳酸盐岩储层岩样, 和渗透率小于110-3µm², 但岩心裂缝开度大于20µm的碳酸盐岩储层岩样的敏感性评价实验。现行标准已经不能满足致密储层岩心敏感性的测试需要, 急需切实可行的流体敏感性实验测试方法。

1.2 测试过程中存在的问题

如果用SY/T5358-2002标准评价气测渗透率小于110-3µm²的致密岩心则存在下列问题。

(1) 实验误差大。

对于长5cm、直径2.5cm和水测渗透率为0.110-3µm²的岩心, 在矿化度为85000mg/L, 21℃下粘度为1.042m Pa.S的盐水中进行水敏测试, 在压差为10MPa下水的流速为0.01ml/s, 即在1分钟的流量为0.6ml。这样低的流速已经比较难于计量, 易产生误差, 如果考虑蒸发作用, 实验误差可能就更大了, 如果用气测渗透率小于0.110-³µm²的致密岩心进行敏感性实验, 液体流速会更小, 实验误差会更大。

(2) 对实验设备要求高。

由于致密岩心渗透率低, 流体流动缓慢, 为了提高流速, 通常增大流压, 同时为了保持岩心上流端有效应力不变, 需要同时增加实验围压, 这样实验设备要求能抗很高的压力。但是, 这样也造成另一个后果, 即岩心应力敏感损害。由于实验岩心上流端有效应力为围压减去压差, 而下流端的有效应力是围压减去大气压。岩心下流端承受相当高的有效应力, 孔隙喉道压缩, 流体更加难于从岩心中流出, 实验流量更难于计量, 并引入应力敏感损害, 实验误差更大。如果是进行高温高压实验测试, 情况会更严重。

还以长5cm、直径2.5cm的岩心为例, 在矿化度为85000m g/L, 21℃下粘度为1.042m Pa.S的盐水中, 平流泵的精度为0.01ml/min, 最大压差可达40MPa的情况下, 岩心的液测渗透率最低可达4.42E-410-³µm²。而实际情况是对于现用石油大学生产的采油化学剂评价仪的压力表最大量程才为40MPa, 而在测试过程中如果压力超过30MPa则会存在安全隐患, 并且在高压差下会引入应力敏感损害, 且在流量如此小的长流程实验中, 测试出来的实验结果误差会更大。

(3) 测试流程长。

由于实验流体通过岩心的流速很慢, 压力很难在岩心中传递, 要得到稳定压力下的流量需要相当长的时间。

对于气测渗透率为0.482010-³µm², 孔隙度为15.08%井的岩心ZJ18-45, 碱敏实验一个点的测试时间通常要需要8h左右, 那么一个碱敏实验在不间断的情况下做下来往往需要一个星期之久, 而整套敏感性评价做下来则需要半个月甚至更长的时间。对于低渗岩样, 测试时间则会更长。而对于气测渗透率小于0.110-³µm²的岩心, 依据现行行业标准, 本实验室无法进行敏感性测试。并且因为是带压工作, 所以实验测试过程中实验操作人员必须时刻观察, 确保实验安全进行。

该碱敏性评价实验由Stim-Lab岩心流动仪完成, 实验测试时间较长, 对于低渗岩样, 实验测试结果容易受到仪器精度的影响, 计量结果会存在一定误差。实验样品渗透率越低, 孔喉结构越不理想, 非均质性越强, 实验测试误差会越大.

2 压力衰减法

2.1 压力衰减法的评价指标

以水敏为例, 水敏指数计算公式如下:

式中, IK水敏指数;Tw蒸馏水压力半衰期, min;Tf地层水压力半衰期, min。

为了和现行行业标准衔接, 本方法对水敏损害的评价标准见表1。

2.2 富县岩样敏感性实验评价

下面就富县泥页岩进行水敏性评价实验, 分别用地层水、次地层水、蒸馏水进行实验。用N2瓶驱替中间容器流体或用平流泵泵入流体使岩心上流端压力达到预先设定的初始压力 (3MPa) , 关闭微小容器和压力表 (或压力传感器) 前的阀门, 采集不同时刻压力数据;当压力下降大于初始压力的一半时, 停止压力采集;用次地层水驱替岩心中地层水, 以初始压力3MPa驱替48小时后停止驱替;以3MPa的初始压力用次地层水重复上述步骤;直至用蒸馏水测试完毕。压力衰减法能够对致密岩心进行有效评价。ZF25-9每个点的测试时间最大不超过300min, ZF25-17每个点的测试时间不超过30min, 可见与现行标准相比, 用压力衰减法对致密岩心进行实验测试可显著缩短实验时间, 并且实验数据波动小。 (表2)

3 结论

3.1 压力衰减法不用计量流量, 不用直接测试渗透率, 而是通过记录不同时刻的压力, 监测压力半衰期。

即可进行流体对岩心的敏感性评价, 避免了因致密岩心渗透率过低流量难以计量而引起的实验误差, 并且缩短了实验测试时间。

3.2 与行业标准法相比, 该方法所用流压较小, 大大减小了对实验设备的耐压需要, 且安全可行。

3.3 压力衰减法作为低渗-致密岩心的变通测试方法, 弥补了目前致密储层流体敏感性无法进行测试的不足。

摘要：用现行行业标准 (SY/T5358-2002) 评价气测渗透率小于1×10-3μm2的的致密储层敏感性, 存在着对设备性能要求高、测试流程长、实验误差大等问题。压力衰减法是通过流体在一定初始压力下通过岩心时的压力衰减速率来评价流体对致密岩心的损害程度, 具有不计量流量, 不用直接计算渗透率的特点, 用压力半衰期对岩样的敏感性程度进行评价, 可有效解决现有评价方法在进行致密岩心敏感性测试上存在的问题, 利用该方法开展了富县页岩敏感性评价试验, 应用效果较好。

西峰长8储层特征研究及敏感性分析 第6篇

1.1 储层岩矿特征

储层的矿物含量和组成、颗粒的胶结方式和排列方式常常决定储油物性的好坏程度。

通过对西峰油田若干口井的岩石薄片的分析表明:长81储层以细粒长石岩屑砂岩为主, 其中石英的含量为2 1.8 8%~35.64%, 平均27.38%;长石的含量为24.59%~41.28%, 平均33.16%;岩屑成分比较复杂, 有火山岩碎屑、变质岩及其衍生物、沉积岩碎屑, 其中火山岩岩屑含量4.9%~15.1%, 平均8.75%;变质岩岩屑含量5.13~15.91%, 平均12.33%;沉积岩岩屑含量0.35%~10.4%, 平均2.87%;其它成分含量1.64~9.8%, 平均3.14%。填隙物含量平均12.11%。

填隙物的主要成分为粘土矿物、碳酸盐及硅质。

粘土矿物主要有绿泥石、伊利石、高领石、伊蒙混层等, 其中白马区绿泥石相对含量为4 7.4 6%, 伊利石的相对含量为33.49%, 高岭石相对含量为7.82%, 伊蒙混层相对含量为13.92%、混层比11.4%。

1.2 储层的分布特征

长81砂体的展布特征与沉积相带的分布大致相同, 呈北北东方向, 对于砂体层来说, 其累计厚度最大可达29.5m, 平均厚度在15m左右。

沉积旋回上来看的话, 长81小层发育成为四套厚度较大且均质的沉积系统, 上部长811多以泥质沉积为主, 下部的长813小层和长811很是相似, 以致密砂岩为主, 储层物性较差。

1.3 储层的非均质性

1.3.1 平面非均质性

主力含油层的平均孔隙度为5.8 2%~12.9%、平均9.87%, 渗透率为0.04~4.8110-3μm2, 平均2.0110-3μm2, 从总体上看, 该区域属于低孔、低渗储层。

长81渗透率突进系数为1.337~19.53, 平均7.4 9 1, 级差2.1~1 0 2 3.8 4, 平均169.64, 说明长81储层层内非均质性严重。

1.3.2 层内非均质性

砂体层理的广泛发育, 其表现为比较明显的非均值性特征。岩石的水平渗透率大于垂相渗透率, 其比值平均为0.3295, 从突进系数和渗透率级差的分布来看, 研究区域突进系数大体上都在3以上, 渗透率级差变化特别大, 从4.11~11925, 平均渗透率与级差成正比关系, 渗透率越高层内非均质性越强。

1.4 储层的孔隙特征和结构

长8储层的孔隙类型主要有原生粒间孔隙、次生溶蚀孔隙、晶间孔隙与裂缝、微裂缝。

从研究区若干口井样品的压汞资料分析表明, 西峰油田长8储层排驱压力为0.04~1.8MPa, 平均0.73MPa;最大汞饱和度6 8.3 2~9 4.11%, 平均7 5.0 2%;退出效率14.9~36.84%, 平均25.72%。

2 流体性质及渗流特征

2.1 流体性质

西峰油田长8储层的原油粘度较小 (0.8~2.1 2 m P a.s) , 平均值为1.3 9 m P a.s。油层压力值为1 6.2 M P a, 饱和压力值为1 0.0 8 M P a, 地饱压差小为5.9 8 M P a, 体积系数为1.192, 气油比113.7, 天然气比重2.03-2.08左右。

2.2 润湿性

根据若干口井30块样品室内试验结果表明, 有8块样品表现为弱亲油, 1块表现为亲油, 21块表现为中性或弱亲水, 由此结果得知研究区域长8润湿性为中性-弱亲水, 储层的中上部分主要为中性储层。

2.3 相渗透性

根据西峰油田完成的部分实验, 测试样品最大渗透率9.710-3μm2, 最小渗透率0.0710-3μm2, 平均2.0210-3μm2。

相渗分析表明:当渗透率的值大于1.010-3μm2时, 呈现出中性、弱亲油的特征;

而当渗透率的值小于1.010-3μm2时, 呈现出典型的亲水特征。

3 储层敏感性评价

3.1 速敏

长8储层速敏性室内评价的实验结果表明, 总体上长8储层表现为弱~无速敏, 损害率在0%-29.88%, 平均13.15%, 临界流速平均29.1m/d, 储层为弱速敏。

3.2 水敏

长8储层水敏性室内评价的实验结果表明, 储层水敏指数在0.03%~0.67%, 平均0.38%, 总体上表现为中等水敏~弱水敏特征。

3.3 酸敏

长8储层酸敏性室内评价的实验结果表明, 储层酸敏性为改善-中等酸敏, 酸敏指数的变化与储层的物性的好坏关系明显, 储层渗透率越高, 酸敏损害率越小。

3.4 盐敏

长8储层盐敏室内评价的实验结果表明, 研究区储层属中等偏弱~弱盐敏。

4 结论

(1) 西峰油田长81储层以细粒长石岩屑砂岩为主, 填隙物的主要成分为粘土矿物、碳酸盐及硅质。平面上砂体展布的方向与沉积相的方向大体一致, 旋回上看储层物性较差, 并且非均质性严重。

(2) 西峰油田长8储层润湿性为中性-弱亲水, 并且根据相渗实验结果, 当渗透率小于1.010-3μm2时, 呈现出典型的亲水特征, 当渗透率的值大于1.010-3μm2时, 呈现出中性、弱亲油的特征。

(3) 长8储层表现为弱速敏、弱水敏、中等酸敏、弱盐敏特征。

参考文献

[1]高辉, 宋广寿, 高静乐, 孙卫, 路勇, 任国富.西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响[J].西北大学学报 (自然科学版) .2008 (01)

[2]刘自亮, 王多云, 王峰, 李树同, 王志坤, 秦红.陕甘宁盆地西峰油田主要产层储油砂体沉积微相组合及特征[J].沉积学报.2005 (02)

冷35块低渗透油藏储层敏感性评价 第7篇

冷35块构造上位于辽河盆地西部凹陷东部陡坡带中段, 陈家逆断层的西部, 北部是冷97断层, 南部是冷95南断层, 是以三条断层所围限的一个构造单元, 总体构造形态是向北倾没的鼻状构造。纵向上发育6套油层, 主要含油层段为沙河街组三段, 油藏埋深-2500~3200m。砂体分布呈片状展布, 由东向西砂体逐渐减薄.东侧油层发育厚度达100米, 西侧30米左右。储集层岩性为长石砂岩, 岩石以中、细砂岩为主, 其次为粗砂岩、细砾岩、粗粉砂岩、细粉砂岩, 泥质含量较低, 平均泥质含量7.71%, 粘土矿物主要有高岭石、伊利石、绿泥石和伊蒙混层, 粘土矿物绝对含量为5.96%, 平均孔隙度11.4%, 平均渗透率为7.4310-3μm2, 属低孔、低~特低渗储层。

2 储层敏感性评价

2.1 水敏性评价

美国学者摩尔指出, 一般油层中含有粘土1%~5%是最好的储层, 若粘土量达5%~20%则储层性能较差, 尤其若含水敏性粘土, 则完全可能把油层孔道堵死。

在地层条件下, 粘土矿物与地层水处于相对平衡, 但当与外来的、矿化度较小的流体接触时, 粘土便膨胀、分散、运移, 使岩石渗透率降低。室内采用非岩心驱替法来对该块的水敏性程度进行评价, 因为岩石中水敏性矿物的类型和含量与它的水敏性程度有很大的关系, 而且水敏性矿物主要指的就是粘土矿物, 它们的含量高时, 岩石的阳离子交换容量及粘土膨胀率就大, 水敏性就强, 反之就小 (图1) 。

通常认为粘土矿物含量超过5%, 储层性能较差, 冷35块粘土含量的平均值在6.7%。通过对这些区块岩石的阳离子交换容量和粘土膨胀率试验, 绘制成的水敏评价曲线图, 结合X-衍射粘土矿物分析资料可以看出:冷35块粘土含量在6.7%左右, 其中伊蒙混层的相对含量达到10.7%, 对该区块的水敏性有较大的影响, 所以属于中强水敏。

2.2 盐敏性评价

对于存在水敏的地层, 需要进一步进行盐敏的评价试验, 因为试验发现, 随着含盐度的下降, 粘土矿物晶层扩张增大, 膨胀增加, 地层渗透率不断下降。为此, 盐敏评价试验的目的就是了解地层岩心在地层水所含矿化度不断下降时或现场使用低矿化度盐水时, 其渗透率变化过程, 从而找出渗透率明显下降的临界矿化度。这个临界盐度就标志着粘土矿物完成渗透膨胀进入水化膨胀的阶段。室内试验采用的是絮凝法评价盐敏性, 在不同盐度的絮凝序列中存在着与临界盐度相对应的临界点, 即临界絮凝浓度。临界絮凝浓度标志着从慢絮凝过程转变为快絮凝过程, 即从渗透膨胀阶段进入水化膨胀阶段, 因此絮凝值的变化可以代替渗透率的变化评价盐敏性, 运用絮凝法对冷35块的储层岩性进行了盐敏性评价, 绘制了盐敏性评价曲线, 确定了储层的临界盐度。

由于受岩石中粘土矿物含量的影响, 试验发现絮凝值在矿化度5000mg/L以下有所下降, 即由渗透膨胀进入水化膨胀的阶段, 而且产生了一定的影响, 因此认为该区块的临界盐度在5000mg/L, 通过绘制的试验液矿化度与絮凝值之间的关系曲线, 可以确定该区块的临界盐度在5000mg/L (图2) 。

2.3 碱敏性评价

目前国内所用的钻井液、完井液常含有纯碱Na CO3而呈现出碱性。碱中CO32-会与地层中的Ca2+、Mg2+作用产生沉淀, 堵塞孔隙喉道, 造成渗透率下降损害地层。

通过试验我们可以看出 (见表3) , 该区块岩样的渗透率下降的幅度中等, 碱敏的平均指数为52.96%, 说明该区块在钻井和完井的过程中所带入的碱液中CO32-会与地层中的Ca2+、Mg2+作用产生沉淀, 从而堵塞孔隙喉道。说明该储层中含有的碱敏性矿物的含量中等, 对储层会造成一定的伤害。

2.4 酸溶性评价

由于岩石中存在有碳酸盐、绿泥石等酸敏性矿物成分, 当储层经过酸处理后, 会产生沉淀, 溶解掉的胶结物会释放出许多微粒, 溶解后的矿物离子还可以能释放出离子再产生沉淀, 这些微粒和沉淀将可能堵塞储层的渗流通道, 造成渗透率的下降, 产生酸敏。

对冷35块进行了酸溶失率的试验, 评价该区块的酸化效果, 从酸溶失率的试验结果来看, 冷35块酸溶失率平均为8.94%, 酸溶失率并不大, 冷35块白云石含量较少, 主要以石英含量为主, 稍含有一定量的菱铁矿、黄铁矿、菱锰矿等酸敏性物质, 所以该块用盐酸酸化效果将不佳。

3 结论

冷35块储层的水敏、盐敏、碱敏、酸敏研究表明, S31段水敏指数为大于0.7%, 为中~强水敏性;临界盐度在5000 mg/L, 水驱时就注意选择合适矿化度的盐水;碱敏指数为52.96%, 碱敏程度为中等偏强, 无酸敏性。

参考文献

[1]张绍槐, 等.保护储集层技术.北京:石油工业出版社, 1993.